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Junta General de Accionistas 2012
31 de mayo de 2012 1
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anterior, las estimaciones o proyecciones de futuro incluidas en este documento podrían no cumplirse. Salvo en la medida que lo requiera
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La información incluida en este documento no ha sido verificada ni revisada por los auditores de cuentas externos de Repsol. 2
• Entorno
• Resultados 2011
• Resultados primer trimestre 2012
• Expropiación de YPF
• Plan Estratégico 2012-2016: Crecer desde nuestras fortalezas
Índice
3
Entorno
4 4
Entorno
Cesta de crudo Repsol vs. Brent Cesta de gas Repsol vs. Henry Hub
Indicador margen de refino Repsol
USD/bbl
0
0,5
1
1,5
2
2,5
3
3,5
4
2010 2011 1T
2012
0
1
2
3
4
5
6
Cesta de gas
Repsol
Henry Hub
USD/Mill. Btu
2010 2011 1T
2012
Tipo de cambio dólar/euro
1,1
1,15
1,2
1,25
1,3
1,35
1,4
1,45
1,5
2010 2011 1T
2012
USD/€
Entorno
60
80
100
120
140
Cesta de crudo
Repsol
Brent
USD/bbl
2010 2011 1T
2012
5
Resultados 2011
6
Resultados
2011
0
500
1.000
1.500
2.000
2.500
2010 2011
-7,9%
2.360 2.173
Mill. €
Beneficio neto Beneficio neto recurrente
0
1.000
2.000
3.000
4.000
5.000
2010 2011
2.193
Mill. €
Efecto
acuerdo
Sinopec
4.693
7
2010 2011
Exploración y Producción recurrente 1.473 1.301
GNL recurrente 127 388
YPF recurrente 1.625 1.352
Corporación y ajustes recurrente (336) (311)
Downstream recurrente 1.475 1.223
GAS NATURAL FENOSA recurrente 849 821
Resultado de explotación recurrente 5.213 4.774
Resultado recurrente consolidado del periodo 2.624 2.564
Resultado recurrente atribuible a accionistas de la sociedad dominante 2.360 2.173
Resultado no recurrente después de impuestos 2.333 20
Resultado atribuible a accionistas de la
sociedad dominante 4.693 2.193
Resultados
2011 Resultados 2011
8
4.693
2.193
1.473 1.301
648 (953)
101 108 (76)
Mill. €
0
500
1.000
1.500
2.000
2010 Efecto precio Volumen Costes de
exploración
Tipo de
cambio
Depreciación
y otros
2011
Resultados
2011 Resultado de explotación recurrente Upstream
9
Resultados
2011
66 1.475
1.223
(253) (3) 5 (67)
Mill. €
0
500
1.000
1.500
2.000
2010 Refino Marketing
y GLP
Química Efecto
inventario
2011 Otros
Mayor y mejor capacidad de refino
Resultado de explotación recurrente Downstream
10
Cerca del 75% del resultado de explotación se generó fuera de Argentina
Resultados
2011
Precios de
exportación y
productos
ligados a
precios
internacionales
Mill. €
Incremento
de precios
en el
mercado
doméstico
Volumen
de ventas y
compras
Costes Tipo de
cambio
Otros
(62)
(265)
1.352
(616)
37
0
500
1.000
1.500
2.000
2.500
2010 Gas 2011
1.625
789
581 (737)
3.000
Resultado de explotación recurrente YPF
11
Resultados
2011 Resultado Gas Natural Fenosa recurrente
849 821
Mill. €
0
250
500
750
1.000
2010 2011
12
Resultados primer trimestre 2012
13
+12,4%
Mill. €
200
1er trim.
2011
0
400
600
800
1.000
643 572
1er trim.
2012
+3,5%
Mill. €
200
0
400
600
800
1.000
792 765
1er trim.
2012
1er trim.
2011
El beneficio neto, excluyendo YPF, aumenta un 12,4%
hasta alcanzar los 643 millones de euros
Resultados
primer trimestre
2012
Beneficio neto
(Ex-YPF)
Beneficio neto
(Con YPF)
14
(*) Considerando el dividendo bruto a cuenta de los resultados de 2011 de 0,5775 euros por acción, abonado el 10 de enero de 2012, y la ejecución del
nuevo sistema de retribución para el accionista.
€/ acc.
2008 2007 2006 2005 2009 2004 2010 2011
2.193
1,05 1,00
0,72
0,60
0,85
0,50
1,155*
1,05
10%
Dividendo
Resultados
primer trimestre
2012
15
60
70
80
90
100
110
120
130
Enero 2011
IBEX
31 Diciembre 2011
REPSOL
Evolución bursátil
Mayo 2012
%
Expropiación
YPF
Campaña
argentina de
hostigamiento
por YPF
Resultados
primer trimestre
2012
16
Expropiación de YPF
17
0
2.000
4.000
6.000
8.000
10.000
12.000
14.000
Impacto financiero (2011)
Beneficio neto
• 500 Mill.€
• 21,0%
Inversiones
• 2.200 Mill. €
• 33,7%
21,0%
33,7%
79,0%
66,3%
Mitigación de riesgos 2008-2011
Reducción de la exposición del
Grupo a YPF
• Desinversión del 41,6% de YPF
Exposición a YPF
12.200
- 41%
Dic.2011
1.900(1)
Dic.2007
YPF Repsol sin YPF
(Mill. USD)
Impacto financiero
La expropiación ilícita de YPF no afecta a la capacidad de crecimiento
de ninguno de los negocios fuera de Argentina
1. Correspondiente al préstamo a accionistas en Dic.2011, 6% de las acciones de YPF como colateral
5.300
18
Crecer desde nuestras fortalezas
Plan Estratégico 2012-2016
19
Repsol: Una historia de transformación
Plan Estratégico 2012-2016: Crecer desde nuestras fortalezas
La estrategia de nuestros negocios: 2012-2016
Upstream
GNL
Downstream
Gas Natural Fenosa
Perspectivas financieras
Conclusiones
Índice
20
Repsol: Una historia de transformación
21
Hitos
corporativos
Hitos en los
negocios de
Repsol
Hitos
externos
Descubrimientos Kinteroni y Huacaya
(Bolivia)
Descubrimiento de Buckskin (EE.UU.)
Descubrimientos Piracucá-Panoramix
(Brasil)
Puesta en marcha
Canaport (Canadá)
Puesta en marcha
Peru LNG (Perú)
Fusión
Gas Natural Fenosa
Venta de YPF al grupo Petersen
(14,9%)
Ventas adicionales
YPF (26,6%)
Ampliación y mejora conversión en Cartagena
JV Sinopec Brasil
Plan estratégico 2008-2012
Descubrimiento Perla-Cardón (Venezuela)
Descubrimientos C-33 (Gavea, Seat, Pao
de Açucar)(Brasil)
Adjudicación Proyecto Carabobo
(Venezuela)
Mejora conversión Bilbao
Puesta en marcha Margarita (Bolivia)
Puesta en marcha
Shenzi (GdM) e I/R (Libia)
Descubrimiento Sapinhoa (Guará)
(Brasil)
Horizonte 2014
Revolución Shale gas
Accidente Fukushima
Crisis del euro con fuerte impacto en países periféricos
100 USD/bbl Brent
40 USD/bbl Brent
100 USD/bbl Brent
Descubrimiento Vaca Muerta (Argentina)
Plan Estratégico 2012-2016
Expropiación de YPF
2008 2009 2010 2011
Fin edad de oro de refino
Comienzo crisis
financiera
Revolución en Libia
Accidente de Macondo
2008-2011:
Un periodo de transformación
22
Desinversión de la participación adicional en YPF y de los activos no rentables / no estratégicos para reequilibrar la cartera
Gestión de la cartera
Creación de un líder verticalmente integrado en el sector del gas y la electricidad
Captura del valor oculto de YPF con menor exposición y mayores beneficios
Estado en el 2º año del Plan
Elevado retorno del capital a través de una mayor capacidad de conversión y
mejora en la competitividad de las instalaciones
Área
corporativa
Upstream
y GNL
Downstream
Expropiación
Transformación del Upstream de Repsol en el motor de crecimiento del Grupo
YPF
Gas Natural Fenosa
Horizonte 2014:
Cumplimiento de nuestros compromisos
Líder integrado en España
Conclusión de dos proyectos clave de crecimiento (Cartagena y Bilbao) a finales de 2011 • Repsol será una de las empresas europeas con mayor capacidad de conversión (FCC equivalente 63%)
• Incremento de un 25% de la producción de destilados medios en un mercado español con déficit estructural
Cumpliendo nuestros objetivos clave • Crecimiento de la producción del 3-4% anual hasta 2014 y superior en 2019
• Alrededor del 90% del incremento de la producción hasta 2014 está basado en proyectos actualmente en desarrollo
Opciones para concretar el valor de nuestro balance a través de desinversiones selectivas
Tasa de reposición de reservas Upstream para el periodo superior al 110%
Impulso de una actividad exploratoria exitosa • Presencia en alguna de las áreas más atractivas de todo el mundo: Brasil y Golfo de México
A partir de 2012, aprovechamiento de la positiva y fuerte generación de caja gracias a su excelente
posición integrada en el área de Downstream de Europa
23
Plan Estratégico 2012-2016:
Crecer desde nuestras fortalezas
24
Maximizar el retorno del capital
Downstream y GNL
• Dividendo 2011: 1,16 €/acción
(opción scrip dividend)
• 2012 en adelante: pay-out del 40-55%
• Crecimiento producción 2011-2016(1):
Tasa de crecimiento(2) superior al 7%
• Producción 2016: 500.000 bep/día
• Tasa de reemplazo de reservas 2011-2016:
superior al 120%
• Inversiones promedio de Upstream: 2.950 Mill. €/año(3)
(120% respecto al promedio 2008-2011)
Alto crecimiento del Upstream
• Flujo de caja libre promedio de Downstream:
1.200 Mill. €/año
• Inversiones promedio de Downstream:
750 Mill. €/año (-50% respecto al promedio
2008-2011)
Solidez financiera
• Plan autofinanciado, con una generación de caja
de 8.100/8.600 Mill. € para dividendos y reducción de
deuda.
• Mantenimiento de la calificación crediticia
• Desinversiones y venta de acciones en autocartera:
hasta 4.000/4.500 Mill. € en 2012-2016(4)
Retribución competitiva a
los accionistas
1. Producción de 2011 ajustada por la revolución libia. Tiene en cuenta la producción libia de 2010 (14,7 Mill. bep) en lugar de la producción libia de 2011 (3,4 Mill. bep) 2. CAGR: Tasa de crecimiento compuesto anualizada 3. Inversión neta excluyendo G&G y G&A 4. 1.360 Mill. € de acciones en autocartera ya vendidas en el 1T de 2012
Plan Estratégico 2012-2016:
Crecer desde nuestras fortalezas
25
La estrategia de nuestros negocios: 2012-2016
Upstream
26
Upstream 2012-2016
Foco en exploración • Inversión media superior a 1.000 Mill. USD/año(1)
– 6,5 USD por barril equivalente producido: Entre los
líderes de la industria
Aportando
Crecimiento
• Activos productivos – Declino de la producción por debajo de 1,7% al año
• 10 proyectos clave en marcha – Más de 200.000 bep/día de incremento de la producción
neta en 2016
• Objetivos estratégicos clave – Crecimiento de la producción neta: Tasa de crecimiento
superior al 7%(2)
– Producción neta Upstream 2016: 500.000 bep/día
– Tasa de reemplazo de reservas superior al 120%
Reequilibrio de la
cartera de activos • Aumentando la exposición a áreas atractivas, a precios
del crudo y a países OCDE
1. Incluye G&G y G&A 2. CAGR: Tasa de crecimiento compuesto anualizada
27
Tasa de reemplazo de
reservas >110-120%(5)
Firma de contratos y
movimientos de recursos a
reservas
Tasa de éxito:
20-25%(3)
1. Incluye perforación, G&A y G&G 2. No ponderados por riesgo 3. Tasa de éxtio histórica por encima del 30% 4. Ponderado por riesgo 5. Tasa de reemplazo de reservas más allá de 2016.
Upstream 2012-2016:
Foco en la exploración: Objetivos
Inversión en
exploración:
1.000 Mill. USD/año(1)
nº Pozos/año: 25-30
75% orientado a
líquidos
Recursos netos
evaluados/año(2)
+1.500 Mill. bep
Recursos
contingentes/año(4)
+300/350 Mill. bep
Incorporación a
reservas probadas:
+200/250 Mill. bep
Sentando las bases para la nueva fase de crecimiento
28
A partir de 2016, nueva
fase de crecimiento
Exploración
• Recursos contingentes – Alaska – C-33 (Seat, Gávea, Pao de Açúcar) – Presal Albacora – Sierra Leona – Buckskin – Malombe – Iguazú – Piracucá-Panoramix-Vampira – NC 200
• Recursos prospectivos – Golfo de México – Mar de Beaufort – Luisiana – Este de Canadá – Campos, Santos y Espírito Santo – Colombia: RC11, RC12 y Tayrona – Guyana: Jaguar I – Angola y Namibia – España y Portugal – Offshore de Noruega – Irlanda: Dunquin – Perú: Mapi, Mashira y Sagari – …
1. Producción neta media de Repsol después de regalías. 2. Producción neta fase I Nota: Todas las cifras de producción indican producción plateau bruta; WI = Participación de Repsol; FID = Decision final de inversión; FO: First Oil; FG: First Gas; Inversiones netas 2012-2016 excluyendo G&G y G&A
Los proyectos clave de crecimiento incrementan la producción neta:
más de 200.000 bep/día en 2016
3
Zona central
del continente 40 Kbep/d(1)
Producción neta
-
FO: 2012
Inversión 12-16:
2.300 Mill. €
EE.UU.
Upstream 2012-2016: Aportando crecimiento
10 proyectos clave de crecimiento
6
AROG 50 Kbep/d
WI: 49%
-
FO: 2012
Inversión 12-16: 400 Mill. €
Rusia
Sapinhoa-
(Guará) 300 Kbep/d
WI: 15%
FID: 2010
FO: 2013
Inversión 12-16:
1.200 Mill. €
Carioca 150 Kbep/d
WI: 15%
FID: 2012
FO: 2016
Inversión 12-16:
800 Mill. €
2
Brasil
1
Margarita-Huacaya
(Bolivia) 102 Kbep/d
WI: 37,5%
FID: 2010
FG: 2012
Inversión 12-16: 300 Mill. €
Kinteroni
(Perú) 40 Kbep/d
WI: 53,8%
FID: 2009
FG: 2012
Inversión 12-16: 70 Mill. €
8
Carabobo
(Venezuela) 370 Kbep/d
WI: 11%
-
FO: 2013
Inversión 12-16:
700 Mill. €
9 Cardón IV
(Venezuela) 53 Kbep/d(2)
WI: 32,5%
FID: 2011
FG: 2014
Inversión 12-16:
500 Mill. €
10
Norte Latinoamérica
7
Lubina-Montanazo
(España) 5 Kbep/d
WI: 100-75%
FID: 2009
FO: 2012
Inversión 12-16: 20 Mill. €
4 5
Africa y Europa
Reggane
(Argelia) 48 Kbep/d
WI: 29,25%
FID: 2009
FG: 2016
Inversión 12-16:
400 Mill. €
29
Tasa de reemplazo de reservas
de 2012-2016 superior al 120%
500.000 bep/d en 2016
(miles bep/d )
2011 2016 2021 0
400
Producción neta(1)
800
(Mill. bep)
2021 2016 2011
2.000
1.000
0
Reservas
Tasa de crecimiento(2) >7%
Activos en
producción
Proyectos de
crecimiento
1.Producción de 2011 ajustada por la revolución libia: tiene en cuenta la producción libia de 2010 (14,7 Mill. bep) en lugar de la producción libia de 2011 (3,4 Mill. bep) 2. CAGR: Tasa de crecimiento compuesto anualizada 3. Recursos ponderados en riesgo
Producción 2012-2016 basada en los activos actuales + proyectos de crecimiento El objetivo de producción 2016 no depende de posibles recursos prospectivos ni contingentes procedentes de la exploración
Incorporación anual de recursos contingentes a través de la exploración: +300/350 Mill. bep(3)
Upstream 2012-2016:
Aportando crecimiento: objetivos
30
La estrategia de nuestros negocios: 2012-2016
GNL
31
GNL 2012-2016: Aprovechar la integración y la flexibilidad
del negocio para maximizar la rentabilidad
Aprovechar la integración
en toda la cadena de valor
– Inversión en la cartera de
activos finalizada
– Comercialización de más
de 12 bcm/año de GNL,
procedente
principalmente de los
proyectos integrados
1. Free on board
Finalización del ciclo inversor en los activos de las cuencas Atlántica y Pacífica
Contrato de suministro
con Qatar (2,5 bcm/año)
Canaport LNG
Planta de regasificación
Capacidad total: 10 bcm/año
Participación de Repsol: 75%
Perú LNG
1 tren de licuefacción
Capacidad total: 5,9 bcm/año
Participación de Repsol en
líquidos: 20%
Comercialización: 5,9 bcm/año
FOB(1) con destino libre
Atlantic LNG
4 trenes de licuefacción
Capacidad total: 21 bcm/año
Participación de Repsol: 23%
Comercialización: 4,4 bcm/año
FOB(1) con destino libre
Stream
Alianza con GNF
Sociedad al 50% con GN Activos de GNL de
Repsol
32
GNL 2012-2016: Maximizar la rentabilidad del negocio
Ciclo inversor finalizado
(Mill. €/año)
150
100
50
0
- 70%
(Mill. €/año)
400
300
200
100
0
x2,7
Cash Flow libre GNL Inversiones GNL
Media 2008-2011 Media 2012-2016 Media 2008-2011(1) Media 2012-2016
Reducción de las inversiones tras
finalizar los proyectos clave
Fuerte crecimiento del
Cash Flow libre de GNL
1. Incluye 300 Mill. € de inversiones acumuladas en el periodo 2008-2011 en el proyecto Canaport LNG (400 Mill. € de inversión acumulada adicional antes de 2008) 33
La estrategia de nuestros negocios: 2012-2016
Downstream
34
Downstream 2012-2016:
Maximizar el retorno de la inversión y la generación de caja
Finalizado el ciclo inversor en los activos y gestión de la cartera
Maximización de los márgenes y el retorno de la inversión
Aumentar los beneficios a través de la excelencia operativa y la eficiencia
Explotación de opciones de elevado valor de crecimiento con reducida
necesidad de capital
– Aprovechamiento de nuestra cartera de activos en nichos de alta rentabilidad
– Excelencia operativa e iniciativas para eliminar cuellos de botella
– Mejora del margen integrado
– Programa de reducción del fondo de maniobra
– Inversión de 750 Mill. €/año en 2012-2016 (frente a los 1.600 Mill. €/año de 2008-2011)
– Generación a través de un flujo de caja libre promedio de más de 1.200 Mill. €/año 2012-2016
– Aumento del margen de refino en unos 3 USD/bbl en 2016 por los nuevos proyectos
– Rendimiento de destilados medios líder en un mercado deficitario
– Desinversiones selectivas de activos no estratégicos durante el periodo 2012-2016
35
Química
• Maximización del valor de la integración con el refino
• Continuación del programa de reducción de costes
• Programa de eficiencia
• Aplicaciones de alto valor añadido
GLP
• Adecuación de la producción y la capacidad
comercial a las condiciones del mercado en
España
• Crecimiento de los beneficios en Latinoamérica
gracias a las excelentes operaciones
• Optimización de la cartera
Marketing
• Maximización del valor de los activos de marketing
y de la posición competitiva
• Optimización de la red de estaciones de servicio
• Incremento de los márgenes del negocio "non-oil"
• Incremento del margen internacional de lubricantes
y especialidades
Refino
• Reducción de los costes energéticos Reducción de un 6% del consumo de
energía en 2016
• Disminución de las emisiones de CO2 en un 15%
en 2016
• Excelencia operativa e iniciativas para la eliminación
de cuellos de botella
Downstream 2012-2016: Aumentar los beneficios a través
de la excelencia y la eficiencia operativa
Maximización del margen integrado en Downstream
36
Downstream 2012-2016: Maximizar el retorno de los
negocios y la disciplina financiera
(Mill. € /año)
0 Media 2012-2016 Media 2008-2011
(Mill. € /año)
2.500
2.000
1.500
0
1.000
500
x1,3
Media 2012-2016 Media 2008-2012
Marketing, GLP, Trading y otros Refino Química
x0,4
Downstream EBITDA Inversiones Downstream
Elevados márgenes derivados de los proyectos de expansión y conversión
Ciclo de inversiones finalizado en Downstream
2.500
2.000
1.500
1.000
500
37
La estrategia de nuestros negocios: 2012-2016
Gas Natural Fenosa
38
Fuente: datos de Repsol y Gas Natural Fenosa
Una buena oportunidad como paquete industrial con valor
estratégico intrínseco
Importante flujo de caja para Repsol vía dividendo que se espera
se incremente a corto plazo • GNF ha estimado alcanzar un EBITDA de 5.000 Mill. € en 2012
Cartera de GNF con actividades muy complementarias a la de
Repsol
Los mercados regulados ofrecen diversificación del riesgo y
estabilidad para propósitos de calificaciones crediticias
Estratégicamente
Financieramente
Operativamente
Gestión de riesgos
Gas Natural Fenosa
Diversificación, estabilidad y fuerte generación de caja
39
Perspectivas financieras
40
Disciplina financiera
• 1.360 mill. € de acciones en autocartera ya
vendidas en el 1T de 2012
• Otras desinversiones actualmente en
valoración teniendo en cuenta como
criterio de rotación de activos:
− No estratégicos
− Riesgo de exposición
− Baja rentabilidad (ROCE)
− Valor de mercado
− Impacto financiero
Desinversiones selectivas
Desinversiones de hasta 4.000/4.500 mill. €
en 2012-2016(2)
• Firme compromiso para mantener la
calificación crediticia.
− Alternativas que permitirán reducir deuda
entre 7.000-9.000(1) Mill. €:
o Conversión de acciones preferentes
o Venta del 5% de autocartera
o Optimización del fondo de maniobra
o Desinversiones selectivas
• Mantenimiento de elevada liquidez
• Retribución competitiva para el accionista
Plan estratégico autofinanciado
1. La potencial reducción de deuda no considera el impacto de la política retributiva (pay-out, scrip dividend) 2. Incluida la desinversión de acciones propias 41
77% 3% 19% 1% 100%
Activos
productivos
Proyectos de crecimiento
+ Desarrollos futuros(2)
+ Exploración
Plan Estratégico 2012-2016: Programa de inversiones
de 19.100 millones de euros claramente definido
Inversiones acumuladas(1) (2012-2016)
1. Inversiones netas, sin incluir G&G ni G&A 2. Desarrollo futuro incluye proyectos con comienzo de la producción a partir de 2016 Nota: todos los cálculos se han realizado sin incluir Gas Natural Fenosa ni YPF
miles Mill. € Corporación Total Upstream
Downstream GNL
2,7 3,1 0,5 6,5 0,2
12,0 0,6 - 12,6 -
14,7 0,5 3,7 19,1 0,2
42
Caja para la reducción
de la deuda y los
dividendos
Inversiones Desinversiones
(acciones propias y
rotación de activos)
Flujo de caja operativo
después de
impuestos(1)
1. Incluidos los dividendos de las compañias participadas y los dividendos a minoritarios Nota: asumiendo un escenario base: Crudo Brent (USD/bbl): 107 (2012), 95 (2013), 97 (2014), 100 (2015), 102 (2016); Henry Hub (USD/MMBtu): 2,5 (2012), 3,5 (2013), 4,0 (2014), 4,5 (2015), 4,5 (2016); Brent cracking margin NWE (USD/Bbl): 2,3 (2012), 2,4 (2013), 2,5 (2014), 2,6 (2015), 2,8 (2016); Tipo de cambio: 1,30 USD/€ (2012-2016) Nota 2: todos los cálculos excluyen YPF y con GNF en puesta en equivalencia.
Estas cifras no tienen en
cuenta la compensación
por la expropiación de YPF
Movimientos de caja 2012-2016
Plan Estratégico 2012-2016: autofinanciado
(miles Mill.€)
30
20
10
0
8,1-8,6
19,1
4,0-4,5
23,2
5
15
25
La autofinanciación se mantiene en un escenario de 80 USD/bbl
43
Plan Estratégico 2012-2016:
Crecer desde nuestras fortalezas
200
150
100
(Índice 2011)
2016
0
50
2011
(Índice 2011)
100
150
200
0
2011
50
2016 2011 2016
0
50
100
150
200
(Índice 2011)
Nota 1: asumiendo un escenario base: Crudo Brent (USD/bbl): 107 (2012), 95 (2013), 97 (2014), 100 (2015), 102 (2016); Henry Hub (USD/MMBtu): 2,5 (2012), 3,5 (2013), 4,0 (2014), 4,5 (2015), 4,5 (2016); Brent cracking margin NWE (USD/Bbl): 2,3 (2012), 2,4 (2013), 2,5 (2014), 2,6 (2015), 2,8 (2016); Tipo de cambio: 1,30 USD/€ (2012-2016) Nota 2: todos los cálculos excluyen YPF y con GNF en puesta en equivalencia
x1,9 EBITDA x1,7 EBIT x1,8 Beneficio neto
1.700
Mill. € 2.700
Mill. € 4.100
Mill. €
x1,9 x1,7 x1,8
44
Conclusiones
45
Crecer desde nuestras fortalezas
Rentabilidad
Sólida posición financiera
Posicionada para el crecimiento
• Upstream como motor de crecimiento
• Foco en la exploración
• Objetivos basados en proyectos en fase de desarrollo
• Maximizar el retorno de la inversión
• Excelencia operacional
• Activos con inversiones finalizadas en Downstream y GNL
• Plan estratégico autofinanciado
• Compromiso para mantener la calificación crediticia
• Dividendo en línea con el sector
Senda clara para la creación de valor para los accionistas
46
Junta General de Accionistas 2012
31 de mayo de 2012 47